Un proyecto de ley de promoción de la actividad energética puede estar muy bien hecho, pero si no da solución al concepto del “abastecimiento de la demanda interna” no estará completo y perderá eficacia. La cuestión del abastecimiento interno está contemplada en la ley 17.319 de 1967, pero no hay una definición de este concepto. Hay que tener en cuenta que cuando se promulgó en Argentina había un único productor de gas y petróleo: la estatal YPF. A los efectos de este análisis, asumo que el mercado doméstico está desregulado. A fin de intentar abordar ordenadamente este complejo tema, voy a plantear una serie de preguntas que quizás  pueden ayudarnos a hacer una observación detallada.

¿Cómo se define la satisfacción de la demanda de gas natural? Hay diferentes tipos de acuerdos entre compradores y vendedores: contratos en firme, interrumpibles, interrumpibles estacionales. Hay contratos con comercializadores, con productores. Hay contratos en los que la fuente de gas está especificada, en otros se aceptan entregas de diferentes campos. Hay contratos con puntos de entrega sustitutos ante cualquier inconveniente. En mi opinión, los contratos interrumpibles no deben computarse a la hora de determinar si la demanda está, o no, satisfecha.  

En el caso de contratos entre consumidores y comercializadores -que a su vez compran el gas de uno o más productores-, ¿cómo se identifica al responsable del faltante de la entrega de gas? ¿Y cómo se vincula a este con el productor de Gas Natural Licuado?  

En un contrato con puntos de entrega alternativos, si falta gas en el punto A, se puede recurrir al punto de entrega B, pero en este caso lo que falta es transporte y no gas. ¿Cómo se define la calidad del abastecimiento y cómo se la relaciona con el proyecto de exportación? Debido a los diferentes arreglos comerciales puede resultar difícil  determinar la trazabilidad del gas para así poder determinar quién es el causante del faltante. 

De hecho, en los arreglos en los que intervienen los comercializadores, le resulta complejo al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) determinar la trazabilidad de la corriente de gas nominada. Estas cuestiones requieren de definiciones simples para poder escribir una ley eficiente.

¿Quién define si el mercado está o no abastecido? La Secretaría de Energía no tiene suficientes elementos de juicio para decidir la calidad del abastecimiento. Para todo el gas comercializado dentro de los sistemas de transporte creo que Enargas es quien debe tomar tal responsabilidad, habida cuenta que tiene bajo su control todas las moléculas que fluyen, en tiempo real. 

Pero hay gas que se comercializa fuera del sistema de transporte. Hay dos ejemplos que sirven para graficar esta cuestión. Uno es la planta de Metanol en Neuquén. Si le falta gas a su dueño -YPF- para cumplir con sus compromisos comerciales ¿debe obligársela a cortar el suministro para atenderlos? Creo que sí, en la medida que el flujo de gas que va a la planta esté físicamente conectado al sistema de transporte. 

Otro ejemplo es el de las usinas que se alimentan por fuera del sistema de transporte de gas. El consumo de estas en su conjunto es del orden de los 8 millones de metros cúbicos diarios. Nada despreciable. ¿Hay que tenerlas en cuenta? El caso de la demanda de gas para usinas en su conjunto ofrece algunas situaciones paradojales: las usinas no compran gas, sino que las abastece la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) con contratos bajo Plan Gas. Pero no es así para las que están fuera del sistema y, en todo caso, CAMMESA es quien decide que central despacha y cual no. CAMMESA bien podría decidir aumentar la generación hídrica para compensar un faltante de gas. 

Abastecimiento y generación

Ahora tomemos la relación entre el abastecimiento de gas y la generación aleatoriamente interrumpible (eólica y solar). Un día de poco viento la demanda de gas aumentará -si así lo decide CAMMESA-. ¿Esto debe significar que como los generadores eólicos y solares no tienen penalidades por falta de entrega, la responsabilidad del abastecimiento debe recaer en los productores de gas? Es algo para analizar.

La utilización del gas de line pack del sistema de transporte, ¿debería utilizarse para compensar faltantes de gas? En caso de que sí, ¿gratis? En mi opinión, sólo Enargas debe tratar estas cuestiones, y para hacerlo debe acudir a su propia normativa: convocar al comité de emergencia y que este trate el asunto y adopte las medidas que correspondan. Por ahora es suficiente.

A un potencial exportador ¿sería viable exigirle en sus contratos con el mercado interno cláusulas de compensación de energía como alternativa a penalidades por falta de entrega? Por ejemplo, la entrega de electricidad ante la falta de gas. O que el vendedor se comprometa, y tenga acuerdos de abastecimiento de emergencia con comercializadores. 

Si el exportador de LNG no es un productor de gas, ¿cómo puede ser responsable del abastecimiento de gas al mercado interno? Esta es una pregunta relevante porque en un joint venture que emprenda un proyecto de LNG bien puede suceder que cada socio venda su share de LNG, y que esto incluya a un no productor -usualmente el operador de la planta-, así que si no hay un concepto claro sobre “satisfacción de la demanda interna” pueden presentarse situaciones de inequidad entre los socios. Y una buena ley no debe promover este tipo de situaciones. 

El tratamiento de la relación entre el abastecimiento al mercado interno y las exportaciones de gas y/o LNG puede llevar la elaboración de una normativa complejísima, sin por esto garantizar el alcance de los fines perseguidos. 

A la seguridad del abastecimiento al mercado interno se le agregaría el mismo concepto, pero opuesto, para la seguridad de las exportaciones. Una herramienta “adecuada” a este fin es admitir el “transporte dedicado” para todo gas con destino a la exportación. Este objetivo parece más sencillo de alcanzar para las exportaciones de LNG pero, en este caso, discriminamos entre “exportaciones garantizadas” y las “no garantizadas” que serían las producidas vía gasoductos. Esto es así porque toda la infraestructura existente para la exportación vía gasoductos está hecha con el concepto opuesto: totalmente integrada con el mercado interno. 

Dicho esto, el concepto de “transporte de gas vía gasoducto dedicado a la exportación de LNG” nos lleva inmediatamente a pensar que, para cualquier otra configuración y destino, el Estado se reserva el derecho a expropiar el gas natural. Y esto no es precisamente una declaración de confianza, que pone a las exportaciones en una situación de privilegio respecto del abastecimiento al mercado interno. 

El concepto de transporte dedicado también plantea algunas dificultades. Por ejemplo, dicha dedicación debería incluir al tratamiento del gas y a la logística desde la boca del pozo en adelante. Esto puede resultar innecesariamente costoso. Peor aún, esto puede obstaculizar la configuración de un proyecto de exportación ya que es probable que el gas comprometido a tal proyecto pueda venir desde más de un yacimiento y desde más de un productor. Y por supuesto que las fuentes de suministro podrían cambiar a lo largo de la vida del proyecto. 

De este modo la relación entre seguridad de suministro al mercado interno y derecho a exportar se hace cada vez más compleja. Estoy convencido que la búsqueda de la satisfacción de ambas necesidades por la vía regulatoria nos llevaría más peligros que a soluciones. 

La única “verdadera” solución es dar a las exportaciones un tratamiento igual que al mercado interno: la propiedad es sagrada. Sería tarea del gobierno gestionar a la industria del gas natural de un modo tal que haya incentivos a producir y a que compradores y vendedores, tanto del mercado interno como del de exportación, deseen vincularse mediante contratos de largo plazo que satisfagan los requerimientos de cada una de las partes. 

Marco regulatorio

La definición de un marco regulatorio que lleve a compradores y vendedores a ese estadio deseado es todo lo que debe hacer el estado para cuidar la seguridad de suministro: crear las condiciones para que productores y demandantes puedan vincularse en el largo plazo seguros de que los riesgos asociados a tal decisión son aceptables, pero no delegables al Estado. 

La segmentación del transporte entre aquel dedicado al mercado interno y al de exportación produce el aislamiento comercial del gas natural. Si este fuese el caso, la relación entre el mercado interno y el de exportación no sería más estrecha que entre el primero y, por ejemplo, el precio city gate Nueva York. 

Esta segmentación de precios ni es deseable ni es natural, sino forzada por una regulación que intenta “demostrar” que el Estado no podrá apropiarse de la propiedad privada de los tenedores del gas, solo porque acepta reprimir sus impulsos. Sería como combatir la drogadicción encerrando al paciente hasta que deje la adicción. 

En conclusión, la verdadera solución a los dilemas planteados viene por el lado de una gestión del Estado que reconozca a la propiedad privada como inviolable, a toda ella. Para los casos de fuerza mayor, como por ejemplo la rotura de un gasoducto o la salida de servicio de un campo deberá ser Enargas quien, liderando el comité de crisis, encuentre las soluciones adecuadas.

*Ex secretario de Hidrocarburos.